Азр аботка

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ
МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ ПРИЧИН 
ОБВОДНЕНИЯ
В качестве причин ускоренного обводне-
ния разрабатываемого объекта можно вы-
делить прорывы пластовых и нагнетаемых 
вод по высокопроницаемым пропласткам 
и системе трещин. Эксплуатация отдель-
ных скважин и залежи в целом также мо-
жет осложняться наличием подошвенной 
воды, которая конусообразно подтягивается 
к призабойной зоне и поступает в скважину, 
что приводит к преждевременному обводне-
нию и, как следствие, к уменьшению нефте-
отдачи.
Существующий комплекс мероприятий, на-
правленных на идентификацию причин по-
вышенной добычи воды, условно разделяют 
на две большие группы: промыслово-геофи-
зические (ПГИ) и промыслово-аналитические 
методы.
ПГИ являются наиболее эффективными, 
но в то же время и наиболее дорогостоящи-
ми [11]. Среди достоинств отмечают высокую 
информативность и относительную точность 
результатов. Недостатками являются допол-
нительные затраты, связанные с непосред-
ственным выполнением работ, использова-
нием оборудования, специализированного 
программного обеспечения, и убытки, свя-
занные с остановкой скважины на время про-
ведения работ.
Аналитические методы, основанные на ана-
лизе и сопоставлении геолого-физических, 
сейсмических и промысловых данных, яв-
ляются более простыми и не требуют зна-
чительных капитальных и операционных 
затрат, являются довольно перспективными 
с инженерной точки зрения. Однако важно 
отметить, что абсолютно точно определить 
причины прорыва воды по аналитическим 

---

91
методикам невозможно. Нужно комплексно 
рассматривать всю имеющуюся информацию.
В данной работе была выбрана методика 
анализа по графикам К.С. Чена, в основе ко-
торой лежат результаты численного иссле-
дования динамики притока нефти и воды 
при опережающем прорыве закачиваемой 
воды или формировании конусов подошвен-
ной воды [11, 15]. Методика заключается 
в анализе динамики изменения водонефтя-
ного фактора и его производной по времени 
в билогарифмических координатах [15]. Пере-
ход к билогарифмическим координатам объ-
ясняется удобством интерпретации данных 
по динамике добычи.
В работе [15] К.С. Чен объединил основные 
причины обводнения в 3 группы: конусообра-
зование, трещиноватость и система каналов 
с высокой проницаемостью в пласте и приток 
воды по причинам, связанным с условиями 
призабойной зоны пласта. В качестве ис-
ходных данных достаточно иметь историю 
добычи: дебиты по жидкости и нефти. Автор 
работы [15] отметил, что динамика ВНФ и его 
производная по времени имеют свою харак-
терную форму для разных источников об-
воднения продукции.
АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК 
ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ
Для анализа была выбрана карбонатная за-
лежь нефтяного месторождения Тимано-Пе-
чорской НГП. Залежь массивная, сводовая, 
имеет сложную конфигурацию, присутствуют 
тектонические структуры. Нижнепермская 
карбонатная залежь представлена коллекто-
рами различного типа, однако преобладает 
поровый тип с развитым порово-трещинным 
и трещинным типами.
Для адекватного описания строения залежи 
необходимо изучать всю имеющуюся инфор-
мацию в комплексе, выявлять зависимости 
между сейсмическими данными о залежи 
в районе скважин и результатами ГДИС, со-
поставлять эти данные с характером работы 
скважин.
На участке проводилось гидропрослуши-
вание от нагнетательной скважины № 1006 
в трех направлениях: к скважинам №13G, 
1002 и 1001. При интерпретации результа-
тов гидропрослушивания от возмущающей 
скважины № 1006 к добывающей реагиру-
ющей скважине №13G величина проницае-
мости составила 80,6·10
-3 
мкм². В сочетании 
с данными сейсмических исследований вы-
сокая проницаемость подтверждает нали-
чие сети каналов и трещин в данном направ-
лении.
Также полученные замеры реакции между 
скважинами №1006 и 1001 показали их вы-
сокую сообщаемость (проницаемость соста-
вила 43,7·10
-3 
мкм²). В то же время результаты 
интерпретации исследования, проведенного 
от той же возмущающей скважины в направ-
лении скважины №1002, показали отсутствие 
реакции. Указанные данные предположи-
тельно свидетельствует об отсутствии высо-
копроводимых зон на этом участке.
На основе эксперимента можно сделать вы-
вод о резкой фильтрационной неоднородно-
сти пласта-коллектора. Также можно отме-
тить, что это отмечалось на этапе бурения 
скважин в самом начале разработки, когда 
рядом работающие добывающие скважины 
показывали заметную разницу в темпах отбо-
ра жидкости.
Согласно приведенным данным можно с вы-
сокой вероятностью предположить, что ниж-
непермские отложения представляют собой 
систему «матрица + трещина».
В начале разработки обводненность в целом 
по месторождению имела низкое значение. 
Однако после проведения оптимизации на-
блюдался значительный рост обводненности 
добываемой продукции (рис. 1).
Характер обводнения на рассматривае-
мом месторождении различен. Существуют 
как скважины, имеющие продолжительный 
период безводной добычи, так и быстро об-
воднившиеся скважины, которые соглас-
но комплексному анализу распределения 
трещиноватости в коллекторе вскрывают 
зоны с интенсивным распределением систем 
каналов и трещин, в связи с чем необходимо 
выполнять анализ причин обводнения.
АНАЛИЗ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИН 
НА ПРЕДМЕТ ВОЗМОЖНЫХ ИСТОЧНИКОВ 
ОБВОДНЕНИЯ
Были рассмотрены характеристики скважин, 
расположенных на участке с нагнетатель-
ной скважиной №1006, на предмет вероятных 
источников обводнения. В работе приведен 
пример анализа по горизонтальной добы-
вающей скважине №13G. На рис. 2 отражена 
динамика изменения дебитов и обводнен-
ности по скважине. На рис. 3 приводится гра-
фик динамики добычи нефти и воды в двой-
ных логарифмических координатах. Переход 
к билогарифмическим координатам осу-
ществлен ввиду удобства и наглядности ин-
терпретации данных по динамикам добычи 
нефти и воды. Такая шкала удобна для ото-
бражения широкого диапазона значений 
изображаемых величин.
На основании этого графика можно при-
близительно оценить возможные причины 
обводнения. Индикатором прорыва воды мо-
жет служить одновременное изменение угла 
наклона кривых добычи. В горизонтальной 

---

92
Условные обозначения:
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0
100
1993
1996
1999
2002
2005
2008
20
11
2014
200
300
400
500
600
700
800
900
Обводненность
Обво
дне
нность, д. ед.
На 2012 г. обводненность 
59%
! 
Р
ост обводненности
скважинной продукции
Дата
Дебит нефти
Ввод системы ППД
Дебит жидкости
Суммар
ны
й
д
еб
и
т,
м
3
/с
ут
.
1993
1996
1999
2002
2005
2008
2011
2014
8
10
12
14
16
18
20
Оптимизация режима
работы скважин путем
снижения забойного
давления
Дата
Условные обозначения:
Забойное давление
Пластовое давление
Давле
ние, МПа